NO20140207A1

NO20140207A1 - Lost circulation material made from recycled material containing asphalt

Info

Publication number: NO20140207A1
Application number: NO20140207A
Authority: NO
Inventors: Thomas S Sodhi
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2011-10-07
Filing date: 2014-02-18
Publication date: 2014-05-06
Also published as: AU2012318865A1; US20130087330A1; MX338108B; WO2013052386A1; US8613319B2; CA2849125A1; AU2012318865B2; MX2014004124A; BR112014007670A2

Abstract

En sammensetning omfatter: et behandlingsfluid omfattende ettaptsirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter. Ifølge en annen utførelsesform omfatter sammensetningen: et behandlingsfluid omfattende ettaptsirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet er valgt slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2 MPa (30 psi). En fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn omfatter å: tilføre behandlingsfluidet inn i hvert fall en andel av brønnen.A composition comprises: a treatment fluid comprising single circulation material, wherein the lost circulation material comprises asphalt and wherein the lost circulation material has a median particle size ranging from about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters. According to another embodiment, the composition comprises: a treatment fluid comprising a single circulation material, wherein the lost circulation material comprises asphalt and wherein the median particle size and concentration of the lost circulation material is selected such that the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.2 MPa (30 psi). A method of eliminating or reducing circulation loss from a well comprises: feeding the treatment fluid at least a portion of the well.

Description

Kryssreferanse til beslektet søknad Cross reference to related application

[0001] Denne søknaden har prioritet fra US-søknaden 13/267,939, innlevert 7. oktober 2011. [0001] This application has priority from US application 13/267,939, filed October 7, 2011.

Teknisk område Technical area

[0002] Et behandlingsfluid inneholdende et tapt sirkulasjonsmateriale og fremgangsmåter for anvendelse tilveiebringes. I noen utførelsesformer er tapt sirkulasjonsmaterialet fremstilt fra et resirkulert materiale. I noen utførelsesformer inkluderer det resirkulerte materialet asfalt. [0002] A treatment fluid containing a lost circulation material and methods of use are provided. In some embodiments, the lost circulation material is made from a recycled material. In some embodiments, the recycled material includes asphalt.

Oppsummering Summary

[0003] Ifølge en utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet haren median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter. [0003] According to one embodiment, a method for eliminating or reducing circulation loss from a well comprises: supplying a treatment fluid into at least a portion of the well, where the treatment fluid comprises: a lost circulation material, where the lost circulation material comprises asphalt and where the lost circulation material has median particle size ranging from about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters.

[0004] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2068 MPa (30 psi). [0004] According to another embodiment, a method for eliminating or reducing circulation loss from a well comprises: supplying a treatment fluid into at least a portion of the well, where the treatment fluid comprises: a lost circulation material, where the lost circulation material comprises asphalt and where the median the particle size and concentration of the lost circulation material are selected so that the treatment fluid has a seal pressure of at least 0.2068 MPa (30 psi).

[0005] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en sammensetning: et behandlingsfluid omfattende et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter. [0005] According to another embodiment, a composition comprises: a treatment fluid comprising a lost circulation material, where the lost circulation material comprises asphalt and where the lost circulation material has a median particle size in the range from about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters.

Detaljert beskrivelse Detailed description

[0006] Som de anvendes her er ordene "omfatter", "har", "inkluderer", "innbefatter", og alle grammatiske variasjoner av disse, alle ment å ha en åpen, ikke-begrensende betydning som ikke utelukker ytterligere elementer eller trinn. [0006] As used herein, the words "comprises", "has", "includes", "includes", and all grammatical variations thereof, are all intended to have an open, non-limiting meaning that does not exclude additional elements or steps .

[0007] Et "fluid" er her en substans som har en kontinuerlig fase som er i stand til å strømme og følge profilet til sin beholder når substansen testes ved en temperatur på 22°C (71°F) og et trykk på én atmosfære "atm" (0,1 megapascal, "MPa"). Et fluid kan være en væske eller en gass. Et homogent fluid har bare én fase; mens et heterogent fluid har flere enn én distinkt fase. Et kolloid er et eksempel på et heterogent fluid. Et kolloid kan være: en slemming, som inkluderer en kontinuerlig væskefase og uoppløste faste partikler som den dispergerte fasen; en emulsjon, som inkluderer en kontinuerlig væskefase og minst én dispergert fase av ikke-blandbare væskedråper; eller et skum, som inkluderer en kontinuerlig væskefase og en gass som den dispergerte fasen. [0007] A "fluid" here is a substance having a continuous phase capable of flowing and following the profile of its container when the substance is tested at a temperature of 22°C (71°F) and a pressure of one atmosphere "atm" (0.1 megapascal, "MPa"). A fluid can be a liquid or a gas. A homogeneous fluid has only one phase; while a heterogeneous fluid has more than one distinct phase. A colloid is an example of a heterogeneous fluid. A colloid can be: a slurry, which includes a continuous liquid phase and undissolved solid particles as the dispersed phase; an emulsion, which includes a continuous liquid phase and at least one dispersed phase of immiscible liquid droplets; or a foam, which includes a continuous liquid phase and a gas as the dispersed phase.

[0008] Olje- og gassformige hydrokarboner forefinnes naturlig i noen undergrunnsformasjoner. En undergrunnsformasjon som inneholder olje eller gass omtales noen ganger som et reservoar. Et reservoar kan befinne seg under fastland eller under sjø. For å produsere olje eller gass blir et brønnhull boret inn i et reservoar eller tilstøtende et reservoar. [0008] Oily and gaseous hydrocarbons occur naturally in some underground formations. An underground formation that contains oil or gas is sometimes referred to as a reservoir. A reservoir can be located under land or under sea. To produce oil or gas, a well is drilled into a reservoir or adjacent to a reservoir.

[0009] En brønn kan inkludere, uten begrensning, en olje-, gass-, vann- eller injeksjonsbrønn. En "brønn", som betegnelsen anvendes her, inkluderer minst ett brønnhull. Et brønnhull kan ha vertikale, skrå og horisontale partier, og det kan være rett, buet eller forgrenet. Et "brønnhull", som betegnelsen anvendes her, inkluderer ethvert foret og ethvert uforet, åpenhulls parti av brønnhullet. Et nærbrønnsområde er undergrunnsmaterialet og bergartene i undergrunnsformasjonen som omgir brønnhullet. Som betegnelsen anvendes her inkluderer en "brønn" også nærbrønnsområdet. Nærbrønnsområdet anses i alminnelighet som området innenfor omtrent 30 meter (100 fot) fra brønnhullet. Frasen "inn i en brønn" betyr og inkluderer her inn i et hvilket som helst parti av brønnen, inkludert inn i brønnhullet eller inn i nærbrønnsområdet via brønnhullet. [0009] A well may include, without limitation, an oil, gas, water or injection well. A "well", as the term is used herein, includes at least one wellbore. A wellbore can have vertical, inclined and horizontal sections, and it can be straight, curved or branched. A "wellbore", as the term is used herein, includes any lined and any unlined, open-hole portion of the wellbore. A near-well area is the subsoil material and rocks in the subsoil formation that surround the wellbore. As the term is used here, a "well" also includes the near-well area. The near-well area is generally considered to be the area within approximately 30 meters (100 feet) of the wellbore. The phrase "into a well" means and includes herein into any part of the well, including into the wellbore or into the near-well area via the wellbore.

[0010] Et parti av et brønnhull kan være et åpent hull eller et foret hull. I et åpent brønnhullsparti kan en produksjonsrørstreng bli satt inn i brønnhullet. Produksjonsrørstrengen gjør det mulig å tilføre fluid inn i eller føre fluid ut av et fjernt parti av brønnhullet. I et foret brønnhullsparti er et foringsrør satt inn i brønnhullet, som også kan inneholde en produksjonsrørstreng. Et brønnhull kan inneholde et ringrom. Eksempler på ringrom inkluderer, men er ikke begrenset til: rommet mellom brønnhullet og utsiden av en produksjonsrørstreng i et åpent brønnhull; rommet mellom brønnhullet og utsiden av et foringsrør i et foret brønnhull; og rommet mellom innsiden av et foringsrør og utsiden av en produksjonsrørstreng i et foret brønnhull. [0010] A part of a wellbore can be an open hole or a lined hole. In an open wellbore section, a production pipe string can be inserted into the wellbore. The production pipe string makes it possible to supply fluid into or lead fluid out of a distant part of the wellbore. In a lined wellbore section, a casing pipe is inserted into the wellbore, which may also contain a production pipe string. A wellbore may contain an annulus. Examples of annulus include, but are not limited to: the space between the wellbore and the outside of a production tubing string in an open well; the space between the wellbore and the outside of a casing in a cased wellbore; and the space between the inside of a casing and the outside of a production pipe string in a lined wellbore.

[0011] Et brønnhull dannes med bruk av en borkrone. En borestreng kan bli anvendt for å bistå borkronen med å bore gjennom undergrunnsformasjonen for å danne brønnhullet. Borestrengen kan inkludere et borerør. Under boreoperasjoner kan et borefluid, noen ganger omtalt som et boreslam, bli sirkulert nedover gjennom borerøret og tilbake opp ringrommet mellom brønnhullet og utsiden av borerøret. Borefluidet er i alminnelighet en slemming eller en emulsjon og inneholder en væskeformig kontinuerlig fase. Borefluidet tjener forskjellige formål, så som å kjøle borkronen, opprettholde ønsket trykk i brønnen og føre borekaks oppover gjennom ringrommet mellom brønnhullet og borerøret. [0011] A well hole is formed using a drill bit. A drill string may be used to assist the drill bit in drilling through the subsurface formation to form the wellbore. The drill string may include a drill pipe. During drilling operations, a drilling fluid, sometimes referred to as a drilling mud, can be circulated down through the drill pipe and back up the annulus between the wellbore and the outside of the drill pipe. The drilling fluid is generally a slurry or an emulsion and contains a liquid continuous phase. The drilling fluid serves various purposes, such as cooling the drill bit, maintaining the desired pressure in the well and carrying cuttings upwards through the annulus between the wellbore and the drill pipe.

[0012] Under komplettering av en brønn er det vanlig å tilføre en sementsammensetning inn i en andel av et ringrom i et brønnhull. For eksempel, i et foret brønnhull, kan en sementsammensetning bli ført inn i og gitt tid til å sette seg i ringrommet mellom brønnhullet og foringsrøret for å stabilisere og fastgjøre foringsrøret i brønnhullet. Ved å sementere foringsrøret i brønnhullet hindres fluider i å strømme inn i ringrommet. På den måten kan olje eller gass bli produsert på en kontrollert måte ved å lede strømningen av olje eller gass gjennom foringsrøret og inn i brønnhodet. Sementsammensetninger kan også bli anvendt under primære eller sekundære sementeringsoperasjoner, brønnplugging eller gruspakkeoperasjoner. En "sementsammensetning" er her en blanding av i hvert fall sement og vann. En sementsammensetning kan inkludere tilsatsstoffer. Med "sement" menes her en innledningsvis tørr substans som utvikler trykkfasthet eller setter seg i tilstedeværelse av vann. En sementsammensetning er i alminnelighet en slemming der vannet utgjør den kontinuerlige væskefasen av slemmingen og sementen og andre uoppløste tørrstoffer danner den dispergerte fasen av slemmingen. [0012] During the completion of a well, it is common to add a cement composition into a portion of an annulus in a wellbore. For example, in a cased wellbore, a cement composition may be introduced into and allowed time to settle in the annulus between the wellbore and the casing to stabilize and secure the casing in the wellbore. By cementing the casing in the wellbore, fluids are prevented from flowing into the annulus. In that way, oil or gas can be produced in a controlled manner by directing the flow of oil or gas through the casing and into the wellhead. Cement compositions can also be used during primary or secondary cementing operations, well plugging or gravel packing operations. A "cement composition" here is a mixture of at least cement and water. A cement composition may include additives. By "cement" here is meant an initially dry substance which develops compressive strength or sets in the presence of water. A cement composition is generally a slurry in which the water forms the continuous liquid phase of the slurry and the cement and other undissolved solids form the dispersed phase of the slurry.

[0013] Et behandlingsfluid, så som et borefluid eller en sementsammensetning, som inneholder en væskeformig kontinuerlig fase, kan forårsake sirkulasjonstap. Med sirkulasjonstap menes at en uønskelig andel av den væskeformige kontinuerlige fasen av et fluid strømmer inn i undergrunnsformasjonen i stedet for å returnere til overflaten. I en ideell boresituasjon blir borefluidet pumpet gjennom en produksjonsrørstreng og returnerer til overflaten gjennom et ringrom. Borefluidet blir i alminnelighet pumpet med et trykk som er lik eller høyere enn det hydrostatiske trykket i undergrunnsformasjonen. Trykket i borefluidet, som er høyere enn eller lik trykket i formasjonen, bidrar til å hindre at formasjonen synker inn i det nydannede brønnhullet, og det bidrar også til å hindre at oljen eller gassen kommer inn i brønnhullet for tidlig. I en ideell sementeringsoperasjon blir sementsammensetningen plassert i det partiet av brønnen som skal sementeres. Sementsammensetningen forblir i dette partiet av brønnen inntil sammensetningen etter hvert setter seg. [0013] A treatment fluid, such as a drilling fluid or a cement composition, containing a liquid continuous phase can cause circulation loss. By circulation loss is meant that an undesirable proportion of the liquid continuous phase of a fluid flows into the subsurface formation instead of returning to the surface. In an ideal drilling situation, the drilling fluid is pumped through a production tubing string and returns to the surface through an annulus. The drilling fluid is generally pumped at a pressure equal to or higher than the hydrostatic pressure in the underground formation. The pressure in the drilling fluid, which is higher than or equal to the pressure in the formation, helps to prevent the formation from sinking into the newly formed wellbore, and it also helps to prevent the oil or gas from entering the wellbore too early. In an ideal cementing operation, the cement composition is placed in the part of the well to be cemented. The cement composition remains in this part of the well until the composition gradually settles.

[0014] Ved sirkulasjonstap av et borefluid kan imidlertid den væskeformige kontinuerlige fasen av fluidet trenge inn undergrunnsformasjonen. Væsken kan strømme inn i formasjonen for eksempel gjennom sprekker eller revner i formasjonen. Dersom en tilstrekkelig mengde av væsken strømmer inn i formasjonen, kan det totale trykket som utøves på formasjonen av fluidet avta betydelig. Dette reduserte trykket kan la formasjonsfluider, så som olje eller gass, komme inn i brønnhullet for tidlig. Ukontrollert utslipp av formasjonsfluider kalles en utblåsning. En annen mulig konsekvens av sirkulasjonstap for et borefluid er tørrboring. Tørrboring kan skade borkronen eller borestrengen, blant annet. [0014] In the event of circulation loss of a drilling fluid, however, the liquid continuous phase of the fluid can penetrate the underground formation. The liquid can flow into the formation, for example, through cracks or fissures in the formation. If a sufficient amount of the fluid flows into the formation, the total pressure exerted on the formation by the fluid can decrease significantly. This reduced pressure can allow formation fluids, such as oil or gas, to enter the wellbore prematurely. Uncontrolled release of formation fluids is called a blowout. Another possible consequence of circulation loss for a drilling fluid is dry drilling. Dry drilling can damage the drill bit or the drill string, among other things.

[0015] Ved sirkulasjonstap av en sementsammensetning kan den væskeformige kontinuerlige fasen av sammensetningen trenge inn i undergrunnsformasjonen. Siden sementen i sammensetningen må ha vann for å hydratisere, og vann er det som til syvende og sist gjør at sammensetningen setter seg, kan tap av vann til formasjonen få alvorlige konsekvenser for sementeringsoperasjonen. For eksempel kan det hende at sementsammensetningen aldri setter seg. Dersom dette skjer, vil en ny sementeringsjobb måtte utføres. Fjerning av den usatte sementsammensetningen og kjøring av en ny sementjobb kan koste tid og penger. [0015] In case of circulation loss of a cement composition, the liquid continuous phase of the composition can penetrate into the underground formation. Since the cement in the composition must have water to hydrate, and water is what ultimately causes the composition to set, loss of water to the formation can have serious consequences for the cementing operation. For example, the cement composition may never set. If this happens, a new cementing job will have to be carried out. Removing the unset cement compound and running a new cement job can cost time and money.

[0016] For å løse problemene knyttet til sirkulasjonstap har materiale, ofte omtalt som tapt sirkulasjonsmateriale ("LCM"- Lost Circulation Material), vært anvendt. LCM-materialer er i alminnelighet ikke-svellbare, kornformede substanser. Normalt blir LCM-materialet innlemmet i behandlingsfluidet. Når behandlingsfluidet føres inn i brønnen, kan LCM-materialet hindre at fluid, eller redusere mengden av fluid som, trenger i formasjonen. Tradisjonelt kan partiklene i LCM-materialet pakke seg oppå hverandre og danne en bro over sterkt permeable områder i formasjonen. Dersom det for eksempel er en sprekk i formasjonen, kan partiklene i LCM-materialet danne en ikke-porøs bro eller et ikke-porøst lag over sprekkinngangen nær brønnhullsveggen. Broen eller laget kan hindre at væske, eller redusere mengden av væske som, trenger i formasjonen via brønnhullet. [0016] To solve the problems associated with circulation loss, material often referred to as lost circulation material ("LCM" - Lost Circulation Material) has been used. LCM materials are generally non-swellable, granular substances. Normally, the LCM material is incorporated into the treatment fluid. When the treatment fluid is fed into the well, the LCM material can prevent fluid, or reduce the amount of fluid, entering the formation. Traditionally, the particles in the LCM material can pack on top of each other and form a bridge over highly permeable areas in the formation. If, for example, there is a crack in the formation, the particles in the LCM material can form a non-porous bridge or a non-porous layer over the crack entrance near the wellbore wall. The bridge or layer can prevent fluid, or reduce the amount of fluid that penetrates into the formation via the wellbore.

[0017] I den senere tid har tilgjengeligheten av LCM-materialer blitt dårligere. Det kan være flere grunner til den reduserte tilgangen, inkludert redusert tilgang til råmaterialer som anvendes for å fremstille LCM-materialer, økt kostnad for å fremskaffe råmaterialene, reduksjon i LCM-materialets effektivitet eller andre grunner. Imidlertid har ikke etterspørselen etter LCM-materialer avtatt i særlig grad. Det foreligger derfor et behov for et LCM-materiale som er billig, virkningsfullt og kan fremstilles fra en enkelt tilgjengelig forsyning av råmaterialer. [0017] In recent times, the availability of LCM materials has deteriorated. There may be several reasons for the reduced supply, including reduced access to raw materials used to manufacture LCM materials, increased cost of obtaining the raw materials, reduction in the efficiency of the LCM material, or other reasons. However, the demand for LCM materials has not decreased to any great extent. There is therefore a need for an LCM material which is cheap, effective and can be produced from a single available supply of raw materials.

[0018] Det har blitt funnet at resirkulert takshingel kan bli anvendt som LCM-materiale for brønnbehandlingsfluider. Noen rapporter estimerer at det produseres 11 millioner tonn asfalttakshingelavfall i USA hvert år. Mesteparten av avfallsshingelen blir ikke resirkulert og bidrar til å øke plassproblemene på fyllplasser over hele USA. Enkelte programmer resirkulerer shingelen, for eksempel som et fyllstoff ved veiasfaltering. Som følge av den store mengden avfallsshingel som produseres hvert år er det imidlertid en rikelig tilgang på avfallsshingel som kan bli resirkulert som LCM-materiale. [0018] It has been found that recycled roof shingles can be used as LCM material for well treatment fluids. Some reports estimate that 11 million tons of asphalt shingle waste are produced in the United States each year. Most of the waste shingle is not recycled and contributes to increasing space problems in landfills across the United States. Certain programs recycle the shingle, for example as a filler in road asphalting. However, due to the large amount of waste shingle that is produced each year, there is an abundant supply of waste shingle that can be recycled as LCM material.

[0019] En vanlig sammensetning av og konsentrasjon i asfaltshingelavfall er som følger: asfaltsement, 19 til 36 vekt%; mineralfyllstoffer (f.eks. kalkstein, silika, dolomitt etc), 8 til 40 vekt%; mineralgranuler (f.eks. keramikkbelagt natursten med tilsvarende kornstørrelse som sand), 20 til 38 vekt%; og filtfyll, 2 til 15 vekt%. Filtfyllet er i alminnelighet enten en organisk filt fremstilt med cellulose, eller en glassfiberfilt. [0019] A common composition and concentration in asphalt shingle waste is as follows: asphalt cement, 19 to 36% by weight; mineral fillers (eg limestone, silica, dolomite etc), 8 to 40% by weight; mineral granules (e.g. ceramic-coated natural stone with the same grain size as sand), 20 to 38% by weight; and felt filling, 2 to 15% by weight. The felt filling is generally either an organic felt made with cellulose, or a fiberglass felt.

[0020] For å fungere som et LCM-materiale kan materialets partikkelstørrelse bli justert i tilpasning til de spesifikke forholdene i brønnen. Flere modeller har vært utviklet som en hjelp til å bestemme materialets optimale partikkelstørrelsesfordeling. Den optimale partikkelstørrelsesfordelingen er den størrelsen hvor minst væskemengde tapes til formasjonen. Ett eksempel på en slik metode er Halliburtons metode. Ifølge denne metoden velges den mediane partikkelstørrelsen lik den estimerte sprekkbredden. På denne måten vil en tilstrekkelig mengde partikler, både større og mindre enn medianstørrelsen, forefinnes til å skape en mest mulig effektiv bro eller forsegling. [0020] To function as an LCM material, the material's particle size can be adjusted to suit the specific conditions in the well. Several models have been developed to help determine the material's optimal particle size distribution. The optimum particle size distribution is the size where the least amount of fluid is lost to the formation. One example of such a method is Halliburton's method. According to this method, the median particle size is chosen equal to the estimated crack width. In this way, a sufficient amount of particles, both larger and smaller than the median size, will be found to create the most effective bridge or seal possible.

[0021] Noen av fordelene med å anvende resirkulert takshingel som LCM-materiale inkluderer: det er rikelig tilgang til shingel; nesten alle stater og større byer har tilgang til shingel, slik at kostnaden til shingelen kan holdes forholdsvis lav som følge av reduserte transportkostnader; og shingel er et virkningsfullt LCM-materiale. [0021] Some of the advantages of using recycled roofing shingles as LCM material include: there is an abundant supply of shingles; almost all states and major cities have access to shingle, so that the cost of the shingle can be kept relatively low as a result of reduced transport costs; and shingle is an effective LCM material.

[0022] Hvis en test (f.eks. strømningssløyfe eller trykkfasthet) krever et blandetrinn, blir substansen blandet i henhold til følgende prosedyrer. For en sementsammensetning blir vannet tilsatt i en blandebeholder og beholderen blir så plassert på et blanderunderstell. Motoren til understellet blir så skrudd på og holdt ved 4000 omdreininger per minutt (rpm). Sementen og eventuelle andre ingredienser tilsettes beholderen med jevn hastighet i ikke mer enn 15 sekunder (s). Etter at all sement og eventuelle andre ingredienser er tilsatt vannet i beholderen, blir et lokk påsatt beholderen og sementsammensetningen blandes ved 12.000 rpm (+/- 500 rpm) i 35 s (+/-1 s). [0022] If a test (eg, flow loop or compressive strength) requires a mixing step, the substance is mixed according to the following procedures. For a cement composition, the water is added to a mixing container and the container is then placed on a mixer base. The undercarriage motor is then turned on and held at 4000 revolutions per minute (rpm). The cement and any other ingredients are added to the container at a steady rate for no more than 15 seconds (s). After all the cement and any other ingredients have been added to the water in the container, a lid is put on the container and the cement composition is mixed at 12,000 rpm (+/- 500 rpm) for 35 s (+/-1 s).

[0023] Det må også forstås at dersom en test (f.eks. strømningssløyfe eller trykkfasthet) krever at testen utføres ved en spesifisert temperatur og muligens ved et spesifisert trykk, så blir substansens temperatur og trykk gradvis hevet til spesifisert temperatur og trykk etter blanding ved omgivelsestemperatur og -trykk. Foreksempel kan substansen bli blandet ved 22°C (71° F) og 1 atm (0,1 MPa) og så plassert i testapparatet, og substansens temperatur kan så gradvis bli hevet til den spesifiserte temperaturen. Temperaturøkningshastigheten er her i alminnelighet i området fra ikke mer enn omtrent 1,67°C/min til omtrent 2,78°C/min (omtrent 3°F/min til omtrent 5°F/min). Etter at substansen er hevet til spesifisert temperatur, og eventuelt trykk, blir substansen holdt ved denne temperaturen og dette trykket gjennom hele testprosessens varighet. [0023] It must also be understood that if a test (e.g. flow loop or compressive strength) requires the test to be performed at a specified temperature and possibly at a specified pressure, then the temperature and pressure of the substance is gradually raised to the specified temperature and pressure after mixing at ambient temperature and pressure. For example, the substance can be mixed at 22°C (71°F) and 1 atm (0.1 MPa) and then placed in the test apparatus, and the temperature of the substance can then be gradually raised to the specified temperature. Here, the rate of temperature increase is generally in the range of no more than about 1.67°C/min to about 2.78°C/min (about 3°F/min to about 5°F/min). After the substance has been raised to the specified temperature, and possibly pressure, the substance is kept at this temperature and this pressure throughout the duration of the test process.

[0024] En "strømningssløyfe"-test blir her utført som følger. Substansen blir blandet. Substansen blir så ført gjennom en hul rørsløyfe forsynt med en sliss med en spesifisert bredde og eller kløft. Med "forseglingstid" menes her tiden som går før slemmingen slutter å strømme gjennom slissen. Når slemmingen slutter å strømme gjennom slissen, blir trykket på slissen gradvis økt. Det må forstås at instrumentets kapasitet ikke nødvendigvis overstiger et trykk på 0,7 MPa (100 psi). Videre, selv om et instrument kan være i stand til å påføre et trykk på over 0,7 MPa på forseglingen, kan resultatene være upålitelige. Det spesifiserte trykket er derfor ment å hensynta både instrumentets kapasitet og resultatenes pålitelighet. Så lenge forseglingen ikke brister, holdes trykket ved dette trykket i totalt 15 sekunder (s). Med "forseglingstrykket" menes her trykket ved hvilket slemmingen opprettholder en forsegling og ikke lar fluid strømme gjennom slissen under en tidsperiode på minst 15 s. Det må forstås at "forseglingstrykket" kan være høyere enn det angitte trykket. Dersom for eksempel instrumentet bare er i stand til å påføre 0,7 MPa på tetningen, kan det faktiske forseglingstrykket være mye høyere enn 0,7 MPa, men det er ikke mulig å teste det maksimale trykket forseglingen tåler uten å briste. Som følge av dette er "forseglingstrykket" det maksimale trykket ved hvilket forseglingen ikke brister innenfor rammen satt av testinstrumentets grenser. [0024] A "flow loop" test is performed here as follows. The substance is mixed. The substance is then passed through a hollow pipe loop provided with a slot of a specified width and or gap. By "sealing time" here is meant the time that elapses before the slime stops flowing through the slot. When the slime stops flowing through the slot, the pressure on the slot is gradually increased. It must be understood that the capacity of the instrument does not necessarily exceed a pressure of 0.7 MPa (100 psi). Furthermore, even if an instrument may be capable of applying pressure in excess of 0.7 MPa to the seal, the results may be unreliable. The specified pressure is therefore intended to take into account both the instrument's capacity and the reliability of the results. As long as the seal does not break, the pressure is maintained at this pressure for a total of 15 seconds (s). By "sealing pressure" here is meant the pressure at which the seal maintains a seal and does not allow fluid to flow through the slot for a period of at least 15 s. It must be understood that the "sealing pressure" can be higher than the stated pressure. For example, if the instrument is only capable of applying 0.7 MPa to the seal, the actual seal pressure may be much higher than 0.7 MPa, but it is not possible to test the maximum pressure the seal can withstand without rupturing. As a result, the "sealing pressure" is the maximum pressure at which the seal does not rupture within the limits set by the limits of the test instrument.

[0025] En sementsammensetning kan utvikle trykkfasthet. [0025] A cement composition can develop compressive strength.

Sementsammensetningers trykkfasthet kan variere og kan overstige 69 MPa (10.000 psi). Her blir "trykkfastheten" til en sementsammensetning målt ved omgivelsestemperatur (omtrent 22°C) ved anvendelse av den destruktive metoden som følger. Substansen blir blandet. Substansen er så herdet ved en spesifisert temperatur inntil substansen har satt seg. Som den anvendes her er frasen "å sette seg", og alle grammatiske variasjoner av denne, ment å bety prosessen med å bli hard eller fastformig ved herding. Den satte substansen blir så plassert i en kompresjonstestanordning, så som en "Super L Universal" testmaskin, modell 602, tilgjengelig fra Tinius Olsen, Horsham i Pennsylvania, USA. Trykket blir gradvis økt inntil substansen brister. Trykkfasthet beregnes som kraften nødvendig for å briste substansen dividert med det minste tverrsnittsarealet i kontakt med de lastbærende platene i kompresjonstestanordningen. Trykkfastheten angis i trykkenheter, så som megapascal (MPa) eller pund kraft per kvadrattomme (psi). The compressive strength of cement compositions can vary and may exceed 69 MPa (10,000 psi). Here the "compressive strength" of a cement composition is measured at ambient temperature (about 22°C) using the destructive method that follows. The substance is mixed. The substance is then cured at a specified temperature until the substance has set. As used here, the phrase "set", and all grammatical variations thereof, is intended to mean the process of becoming hard or firm by hardening. The set substance is then placed in a compression testing device, such as a "Super L Universal" testing machine, model 602, available from Tinius Olsen, Horsham, Pennsylvania, USA. The pressure is gradually increased until the substance bursts. Compressive strength is calculated as the force required to rupture the substance divided by the smallest cross-sectional area in contact with the load-bearing plates in the compression test device. The compressive strength is given in units of pressure, such as megapascals (MPa) or pounds force per square inch (psi).

[0026] Ifølge en utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn det å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter. [0026] According to one embodiment, a method for eliminating or reducing circulation loss from a well comprises: supplying a treatment fluid into at least a portion of the well, where the treatment fluid comprises: a lost circulation material, where the lost circulation material comprises asphalt and where the lost circulation material has a median particle size ranging from about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters.

[0027] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn det å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2068 MPa (30 psi). [0027] According to another embodiment, a method for eliminating or reducing circulation loss from a well comprises: supplying a treatment fluid into at least a portion of the well, where the treatment fluid comprises: a lost circulation material, where the lost circulation material comprises asphalt and where the the median particle size and concentration of the lost circulation material are selected so that the treatment fluid has a seal pressure of at least 0.2068 MPa (30 psi).

[0028] Ifølge en annen utførelsesform omfatter en sammensetning: et behandlingsfluid omfattende et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter. [0028] According to another embodiment, a composition comprises: a treatment fluid comprising a lost circulation material, where the lost circulation material comprises asphalt and where the lost circulation material has a median particle size in the range from about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters.

[0029] Beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer vedrørende behandlingsfluidet eller en hvilken som helst ingrediens i behandlingsfluidet, er ment å gjelde for både sammensetningsutførelsene og fremgangsmåteutførelsene. I enhver henvisning til enheten "gallon" menes US gallon. [0029] The description of preferred embodiments regarding the treatment fluid or any ingredient in the treatment fluid is intended to apply to both the composition embodiments and the method embodiments. Any reference to the unit "gallon" means the US gallon.

[0030] Behandlingsfluidet kan være et kolloid. Behandlingsfluidet kan inneholde en væske. Behandlingsfluidet kan inkludere en væskeformig kontinuerlig fase. Væsken kan omfatte vann. Vannet kan være valgt fra gruppen bestående av ferskvann, brakkvann, saltvann og en hvilken som helst kombinasjon av dette. Alternativt kan væsken omfatte en olje. Med en "olje" menes her en væske omfattende et hydrokarbon når den måles ved en temperatur på 21,7°C (71 °F) og et trykk på én atmosfære. Eksempler på olje inkluderer, men er ikke begrenset til: råolje; et fraksjonsdestillat av råolje; et fettderivat av en syre, en ester, en eter, en alkohol, et amin, et amid, eller et imid; et mettet hydrokarbon; et umettet hydrokarbon; et forgrenet hydrokarbon; et syklisk hydrokarbon; og en hvilken som helst kombinasjon av dette. Råolje kan separeres i fraksjonsdestillater basert på kokepunktet til fraksjonene i råoljen. Et eksempel på et passende fraksjonsdestillat av råolje er dieselolje. Det mettede hydrokarbonet kan være et alkan eller paraffin. Paraffinen kan være en isoalkan (isoparaffin), et lineært alkan (paraffin) eller et syklisk alkan (sykloparaffin). Det umettede hydrokarbonet kan være et alken, alkyn eller aromat. Alkenet kan være et isoalken, lineært alken eller syklisk alken. Det lineære alkenet kan være et lineært alfaolefin eller et internt olefin. Den væskeformige kontinuerlige fasen kan også inkludere oppløste substanser eller uoppløste tørrstoffer. [0030] The treatment fluid can be a colloid. The treatment fluid may contain a liquid. The treatment fluid may include a liquid continuous phase. The liquid may include water. The water can be selected from the group consisting of fresh water, brackish water, salt water and any combination thereof. Alternatively, the liquid may comprise an oil. By an "oil" is meant herein a liquid comprising a hydrocarbon when measured at a temperature of 21.7°C (71°F) and a pressure of one atmosphere. Examples of oil include, but are not limited to: crude oil; a fractional distillate of crude oil; a fatty derivative of an acid, an ester, an ether, an alcohol, an amine, an amide, or an imide; a saturated hydrocarbon; an unsaturated hydrocarbon; a branched hydrocarbon; a cyclic hydrocarbon; and any combination thereof. Crude oil can be separated into fractional distillates based on the boiling point of the fractions in the crude oil. An example of a suitable fractional distillate of crude oil is diesel oil. The saturated hydrocarbon may be an alkane or paraffin. The paraffin can be an isoalkane (isoparaffin), a linear alkane (paraffin) or a cyclic alkane (cycloparaffin). The unsaturated hydrocarbon may be an alkene, alkyne or aromatic. The alkene can be an isoalkene, linear alkene or cyclic alkene. The linear alkene can be a linear alpha olefin or an internal olefin. The liquid continuous phase may also include dissolved substances or undissolved solids.

[0031] Ifølge en utførelsesform er behandlingsfluidet en emulsjon. Ifølge en annen utførelsesform er behandlingsfluidet en slemming. Behandlingsfluidet kan inkludere en dispergert fase. Fortrinnsvis inkluderer den dispergerte fasen av behandlingsfluidet tapt sirkulasjonsmateriale ("LCM-materiale"). [0031] According to one embodiment, the treatment fluid is an emulsion. According to another embodiment, the treatment fluid is a slurry. The treatment fluid may include a dispersed phase. Preferably, the dispersed phase of the treatment fluid includes lost circulation material ("LCM material").

[0032] LCM-materialet omfatter asfalt. Med "asfalt", også kjent som bitumen, menes her en klebrig, sort og sterkt viskøs væske eller et halvfast stoff som forefinnes i de fleste råoljepetrolea og i enkelte naturlige avsetninger. Asfalten kan være del av asfaltbetong. Med "asfaltbetong" menes her en blanding av i hvert fall asfalt og mineralaggregat. Asfalten kan forefinnes i en konsentrasjon på minst 10 vekt% av LCM-materialet. Asfalten kan forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 10 vekt% til omtrent 70 vekt% av LCM-materialets vekt. Asfalten kan også forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 15 vekt% til omtrent 50 vekt% av LCM-materialet. Asfalten kan også forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 20 vekt% til omtrent 40 vekt% av LCM-materialet. [0032] The LCM material comprises asphalt. By "asphalt", also known as bitumen, is meant here a sticky, black and highly viscous liquid or a semi-solid substance that is found in most crude petroleum and in some natural deposits. The asphalt can be part of asphalt concrete. By "asphalt concrete" is meant here a mixture of at least asphalt and mineral aggregate. The asphalt can be present in a concentration of at least 10% by weight of the LCM material. The asphalt can be present in a concentration ranging from about 10% by weight to about 70% by weight of the weight of the LCM material. The asphalt can also be present in a concentration ranging from about 15% by weight to about 50% by weight of the LCM material. The asphalt can also be present in a concentration ranging from about 20% by weight to about 40% by weight of the LCM material.

[0033] LCM-materialet kan videre omfatte et fyllstoff. Fyllstoffet kan være valgt fra gruppen bestående av kalkstein, silika, dolomitt, kalsiumkarbonat, talkum, mica, feltspat, barytter, kaolin, wollastonitt og kombinasjoner av dette. Fyllstoffet kan forefinnes i en konsentrasjon på minst 5 vekt% av LCM-materialet. Fyllstoffet kan forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 5 vekt% til omtrent 90 vekt% av LCM-materialet. Fyllstoffet kan også forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 5 vekt% til omtrent 70 vekt% av LCM-materialet. Fyllstoffet kan også forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 10 vekt% til omtrent 40 vekt% av LCM-materialet. [0033] The LCM material can further comprise a filler. The filler may be selected from the group consisting of limestone, silica, dolomite, calcium carbonate, talc, mica, feldspar, barytes, kaolin, wollastonite and combinations thereof. The filler can be present in a concentration of at least 5% by weight of the LCM material. The filler may be present in a concentration ranging from about 5% by weight to about 90% by weight of the LCM material. The filler may also be present in a concentration ranging from about 5% by weight to about 70% by weight of the LCM material. The filler may also be present in a concentration ranging from about 10% by weight to about 40% by weight of the LCM material.

[0034] LCM-materialet kan videre omfatte fastformige aggregater av mineraler. De fastformige mineralaggregatene kan være belagt med et keramisk materiale. Ifølge en utførelsesform har de fastformige mineralaggregatene en partikkelstørrelse i området fra 0,0625mm til 2mm. De fastformige mineralaggregatene kan forefinnes i en konsentrasjon på minst 10 vekt% av LCM-materialet. De fastformige mineralaggregatene kan forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 10% til omtrent 50%, alternativt omtrent 15% til omtrent 45%, alternativt omtrent 20% til omtrent 40%, av LCM-materialets vekt. [0034] The LCM material can further comprise solid aggregates of minerals. The solid mineral aggregates can be coated with a ceramic material. According to one embodiment, the solid mineral aggregates have a particle size in the range from 0.0625 mm to 2 mm. The solid mineral aggregates can be present in a concentration of at least 10% by weight of the LCM material. The solid mineral aggregates may be present in a concentration ranging from about 10% to about 50%, alternatively about 15% to about 45%, alternatively about 20% to about 40%, by weight of the LCM material.

[0035] LCM-materialet kan videre omfatte en filt. Filten kan være av cellulose eller glassfiber. Filten kan forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 2 vekt% til 15 vekt% av LCM-materialet. [0035] The LCM material can further comprise a felt. The felt can be made of cellulose or fiberglass. The felt may be present in a concentration ranging from about 2% to 15% by weight of the LCM material.

[0036] Ifølge en utførelsesform fremstilles LCM-materialet fra asfalttakshingel. LCM-materialet kan også fremstilles fra gjenvunnede asfaltveier, filtfyll i tak, takstein av metallsammensetninger og gamle "tjærepapptak". Fortrinnsvis har LCM-materialet opphav fra et resirkulert produkt. Som et eksempel, dersom LCM-materialet dannes av asfalttakshingel, kan gammel shingel bli samlet inn og deretter malt opp til ønsket partikkelstørrelse for bruk som et LCM-materiale. [0036] According to one embodiment, the LCM material is produced from asphalt roof shingles. The LCM material can also be made from reclaimed asphalt roads, felt infill in roofs, metal composite roof tiles and old "tar cardboard roofs". Preferably, the LCM material originates from a recycled product. As an example, if the LCM material is formed from asphalt roofing shingles, old shingles can be collected and then ground up to the desired particle size for use as an LCM material.

[0037] Ifølge en utførelsesform har LCM-materialet en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter (mm) til omtrent 25,4 mm. LCM-materialet kan også ha en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,1 mm til omtrent 22 mm, alternativt omtrent 0,7 mm til omtrent 13 mm. Ifølge en annen utførelsesform velges LCM-materialets mediane partikkelstørrelse slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2 MPa (30 psi). LCM-materialets mediane partikkelstørrelse kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,7 MPa (100 psi). LCM-materialets mediane partikkelstørrelse kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk i området fra omtrent 0,2 til omtrent 0,7 MPa (fra omtrent 30 til omtrent 100 psi), alternativt omtrent 0,3 til omtrent 0,6 MPa (omtrent 50 til omtrent 80 psi). Ifølge en annen utførelsesform velges LCM-materialets mediane partikkelstørrelse slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen. Med forstavelsen "bunnhulls" menes her det partiet av brønnen som skal behandles. [0037] According to one embodiment, the LCM material has a median particle size in the range of about 0.001 millimeters (mm) to about 25.4 mm. The LCM material may also have a median particle size in the range of about 0.1 mm to about 22 mm, alternatively about 0.7 mm to about 13 mm. According to another embodiment, the median particle size of the LCM material is selected so that the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.2 MPa (30 psi). The LCM material's median particle size can also be selected so that the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.7 MPa (100 psi). The LCM material median particle size may also be selected such that the treatment fluid has a sealing pressure in the range of from about 0.2 to about 0.7 MPa (from about 30 to about 100 psi), alternatively from about 0.3 to about 0.6 MPa (about 50 to about 80 psi). According to another embodiment, the median particle size of the LCM material is selected so that the treatment fluid has a sealing pressure at the bottom hole pressure in the well. With the prefix "bottom hole" is meant here the part of the well that is to be treated.

[0038] Ifølge en utførelsesform forefinnes LCM-materialet i en konsentrasjon på minst 0,1 % vekt ved volum (% wt/vol) av behandlingsfluidet. LCM-materialet kan forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,1 % vekt ved volum til omtrent 30 % vekt ved volum, alternativt omtrent 2 % vekt ved volum til omtrent 25 % vekt ved volum, alternativt omtrent 3,5 % vekt ved volum til omtrent 19 % vekt ved volum av behandlingsfluidet. Ifølge en annen utførelsesform velges konsentrasjonen av LCM-materialet slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2 MPa (30 psi). Konsentrasjonen av LCM-materialet kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,7 MPa (100 psi). Konsentrasjonen av LCM-materialet kan også velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk i området fra omtrent 0,2 til omtrent 0,7 MPa (omtrent 30 til omtrent 100 psi), alternativt omtrent 0,3 til omtrent 0,6 MPa (omtrent 50 til omtrent 80 psi). Ifølge en annen utførelsesform velges konsentrasjonen av LCM-materialet slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen. [0038] According to one embodiment, the LCM material is present in a concentration of at least 0.1% weight by volume (% wt/vol) of the treatment fluid. The LCM material may be present in a concentration ranging from about 0.1% w/v to about 30% w/v, alternatively about 2% w/v to about 25% w/v, alternatively about 3.5% w/v volume to about 19% weight by volume of the treatment fluid. According to another embodiment, the concentration of the LCM material is selected so that the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.2 MPa (30 psi). The concentration of the LCM material can also be selected so that the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.7 MPa (100 psi). The concentration of the LCM material may also be selected such that the treatment fluid has a sealing pressure in the range of about 0.2 to about 0.7 MPa (about 30 to about 100 psi), alternatively about 0.3 to about 0.6 MPa (about 50 to about 80 psi). According to another embodiment, the concentration of the LCM material is selected so that the treatment fluid has a sealing pressure at the bottom hole pressure in the well.

[0039] LCM-materialet kan ha en spesifikk tyngde i området fra omtrent 1,6 til omtrent 2,1, alternativt fra omtrent 1,75 til omtrent 2. Fortrinnsvis har LCM-materialet en spesifikk tyngde i området fra omtrent 1,85 til omtrent 1,9. [0039] The LCM material may have a specific gravity in the range from about 1.6 to about 2.1, alternatively from about 1.75 to about 2. Preferably, the LCM material has a specific gravity in the range from about 1.85 to approximately 1.9.

[0040] Behandlingsfluidet kan ha et forseglingstrykk på minst 0,1 MPa (20 psi), alternativt minst 0,3 MPa (40 psi), alternativt minst 0,7 MPa (100 psi). Fortrinnsvis har behandlingsfluidet et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen. Behandlingsfluidet kan ha en forseglingstid på mindre enn 10 minutter (min.), alternativt mindre enn 5 min., alternativt mindre enn 3 min. Behandlingsfluidet kan være et hvilket som helst fluid som har en væskeformig kontinuerlig fase. Behandlingsfluidet kan være et hvilket som helst fluid hvor sirkulasjonstap fra en brønn inn i en undergrunnsformasjon vil kunne forekomme. Eksempler på behandlingsfluid inkluderer, men er ikke begrenset til et borefluid og en sementsammensetning. [0040] The treatment fluid can have a sealing pressure of at least 0.1 MPa (20 psi), alternatively at least 0.3 MPa (40 psi), alternatively at least 0.7 MPa (100 psi). Preferably, the treatment fluid has a sealing pressure at the bottom hole pressure in the well. The treatment fluid can have a sealing time of less than 10 minutes (min.), alternatively less than 5 min., alternatively less than 3 min. The treatment fluid can be any fluid that has a liquid continuous phase. The treatment fluid can be any fluid where circulation loss from a well into an underground formation can occur. Examples of treatment fluid include, but are not limited to, a drilling fluid and a cement composition.

[0041] Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan behandlingsfluidet utvikle en trykkfasthet på minst 6,9 MPa (1000 psi) ved en temperatur på 37,8 °C (100°F). Sementsammensetning-behandlingsfluidet kan også utvikle en trykkfasthet på minst 8,3 MPa (1200 psi), fortrinnsvis minst 9,7 MPa (1400 psi) ved en temperatur på 37,8°C (100°F). Ifølge en annen utførelsesform, dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, utvikler behandlingsfluidet en trykkfasthet på minst 17,2 MPa (2500 psi) ved en temperatur på 87,8°C (190°F). Sementsammensetning-behandlingsfluidet kan også utvikle en trykkfasthet på minst 19,3 MPa (2800 psi), fortrinnsvis minst 21,4 MPa (3100 psi) ved en temperatur på 87,8°C (190°F). Sementsammensetning-behandlingsfluidet kan også utvikle en trykkfasthet på minst 8,3 MPa (1200 psi), fortrinnsvis minst 17,2 MPa (2500 psi) ved bunnhullstemperaturen i brønnen. [0041] If the treatment fluid is a cement composition, the treatment fluid can develop a compressive strength of at least 6.9 MPa (1000 psi) at a temperature of 37.8°C (100°F). The cement composition processing fluid may also develop a compressive strength of at least 8.3 MPa (1200 psi), preferably at least 9.7 MPa (1400 psi) at a temperature of 37.8°C (100°F). According to another embodiment, if the treatment fluid is a cementitious composition, the treatment fluid develops a compressive strength of at least 17.2 MPa (2500 psi) at a temperature of 87.8°C (190°F). The cement composition processing fluid may also develop a compressive strength of at least 19.3 MPa (2800 psi), preferably at least 21.4 MPa (3100 psi) at a temperature of 87.8°C (190°F). The cement composition treatment fluid may also develop a compressive strength of at least 8.3 MPa (1200 psi), preferably at least 17.2 MPa (2500 psi) at the bottom hole temperature of the well.

[0042] Fremgangsmåteutførelsene inkluderer det trinn å tilføre behandlingsfluidet inn i hvert fall en andel av brønnen. Tilføringstrinnet er for minst ett av følgende formål: boreoperasjoner; brønnkomplettering; skumsementering; primære eller sekundære sementeringsoperasjoner; brønnplugging; skvissementering; og gruspakking. Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan sementsammensetningen være i en pumpbar tilstand før og under tilførsel i brønnen. I én utførelsesform trenger brønnen inn i en undergrunnsformasjon. Brønnen kan være, uten begrensning, en olje-, gass-, vann- eller injeksjonsbrønn. Ifølge en annen utførelsesform inkluderer brønnen et ringrom. Ifølge denne andre utførelsesformen inkluderer tilføringstrinnet å tilføre sementsammensetningen inn i en andel av ringrommet. [0042] The method embodiments include the step of supplying the treatment fluid into at least a portion of the well. The supply step is for at least one of the following purposes: drilling operations; well completion; foam cementation; primary or secondary cementing operations; well plugging; squeezing; and gravel packing. If the treatment fluid is a cement composition, the cement composition can be in a pumpable state before and during supply into the well. In one embodiment, the well penetrates a subsurface formation. The well can be, without limitation, an oil, gas, water or injection well. According to another embodiment, the well includes an annulus. According to this second embodiment, the feeding step includes feeding the cement composition into a portion of the annulus.

[0043] Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan fremgangsmåteutførelsene videre inkludere det trinn å la [0043] If the treatment fluid is a cement composition, the method embodiments can further include the step of letting

sementsammensetningen sette seg. Settetrinnet kan finne sted etter trinnet med å tilføre behandlingsfluidet inn i brønnen. Fremgangsmåteutførelsene kan også inkludere de ytterligere trinn å perforere, frakturere eller utføre en syrebehandling, etter settetrinnet. the cement composition settles. The setting step can take place after the step of adding the treatment fluid into the well. The method embodiments may also include the further steps of perforating, fracturing or performing an acid treatment, after the setting step.

[0044] Brønnen kan ha en bunnhullstemperatur i området fra omtrent 1,7°C til omtrent 426,7°C (fra omtrent 35°F til omtrent 800°F). [0044] The well may have a bottom hole temperature ranging from about 1.7°C to about 426.7°C (from about 35°F to about 800°F).

[0045] Dersom behandlingsfluidet er en sementsammensetning, kan behandlingsfluidet videre inkludere sement. Sementen kan være klasse A-sement, klasse C-sement, klasse G-sement, klasse H-sement, flygeaske, slagg, vulkansk aske eller en hvilken som helst kombinasjon av dette. Fortrinnsvis er sementen klasse G-sement eller klasse H-sement. [0045] If the treatment fluid is a cement composition, the treatment fluid can further include cement. The cement may be Class A cement, Class C cement, Class G cement, Class H cement, fly ash, slag, volcanic ash, or any combination thereof. Preferably, the cement is class G cement or class H cement.

[0046] Behandlingsfluidet kan videre inkludere et tilsatsstoff. Eksempler på tilsatsstoff inkluderer, men er ikke begrenset til, et fyllstoff, et fluidtap-tilsatsstoff, en herderetardator, en friksjonsreduserer, et styrkereduserende tilsatsstoff, et antiskummiddel, et tilsatsstoff med høy densitet, en herdeakselerator, et tilsatsstoff som forbedrer mekaniske egenskaper, et tapt sirkulasjonsmateriale, et filtrasjonsstyrende tilsatsstoff, et tiksotropisk tilsatsstoff, en nanopartikkel og kombinasjoner av dette. [0046] The treatment fluid can further include an additive. Examples of additives include, but are not limited to, a filler, a fluid loss additive, a cure retarder, a friction reducer, a strength reducing additive, an antifoam agent, a high density additive, a cure accelerator, a mechanical property improving additive, a lost circulation material, a filtration-controlling additive, a thixotropic additive, a nanoparticle and combinations thereof.

[0047] Behandlingsfluidet kan inkludere et fyllstoff. Passende eksempler på fyllstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til flygeaske, sand, leire og glassert leire. Fortrinnsvis forefinnes fyllstoffet i en konsentrasjon i området fra omtrent 5 vekt% til omtrent 50 vekt% (bwc) av sementen. [0047] The treatment fluid may include a filler. Suitable examples of fillers include, but are not limited to, fly ash, sand, clay and glazed clay. Preferably, the filler is present in a concentration ranging from about 5% by weight to about 50% by weight (bwc) of the cement.

[0048] Behandlingsfluidet kan inkludere et fluidtap-tilsatsstoff. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige fluidtap-tilsatsstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til HALAD®-23, HALAD®-344, HALAD®-413 og HALAD®-300, som markedsføres av Halliburton Energy Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes fluidtap-tilsatsstoff et i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,05 vekt% til omtrent 10 vekt%. [0048] The treatment fluid may include a fluid loss additive. Examples of suitable commercially available fluid loss additives include, but are not limited to, HALAD®-23, HALAD®-344, HALAD®-413, and HALAD®-300, which are marketed by Halliburton Energy Services, Inc. Preferably, the fluid loss additive is a in a concentration ranging from about 0.05% by weight to about 10% by weight.

[0049] Behandlingsfluidet kan inkludere en herderetardator. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige herderetardatorer inkluderer, men er ikke begrenset til HR®-4, HR®-5, HR®-6, HR®-12, HR®-20, HR®-25, SCR-100™ og SCR-500™, som markedsføres av Halliburton Energy Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes herderetardatoren i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,05 vekt% til omtrent 10 vekt%. [0049] The treatment fluid may include a curing retarder. Examples of suitable commercially available cure retarders include, but are not limited to HR®-4, HR®-5, HR®-6, HR®-12, HR®-20, HR®-25, SCR-100™ and SCR- 500™, which is marketed by Halliburton Energy Services, Inc. Preferably, the cure retarder is present in a concentration ranging from about 0.05% to about 10% by weight.

[0050] Behandlingsfluidet kan inkludere en friksjonsreduserer. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige friksjonsreduserere inkluderer, men er ikke begrenset til CFR-2™, CFR-3™, CFR-5LE™, CFR-6™ og CFR-8™, som markedsføres av Halliburton Energi Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes friksjonsredusereren i en konsentrasjon i området fra omtrent 0,1 vekt% til omtrent 10vekt%. [0050] The treatment fluid may include a friction reducer. Examples of suitable commercially available friction reducers include, but are not limited to, CFR-2™, CFR-3™, CFR-5LE™, CFR-6™ and CFR-8™, marketed by Halliburton Energi Services, Inc. Preferably, the friction reducer is in a concentration ranging from about 0.1% by weight to about 10% by weight.

[0051] Behandlingsfluidet kan inkludere et styrkereduserende tilsatsstoff. Eksempler på passende kommersielt tilgjengelige styrkereduserende tilsatsstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til SSA-1 ™ og SSA-2™, som markedsføres av Halliburton Energi Services, Inc. Fortrinnsvis forefinnes det styrkereduserende [0051] The treatment fluid may include a strength-reducing additive. Examples of suitable commercially available strength-reducing additives include, but are not limited to, SSA-1™ and SSA-2™, marketed by Halliburton Energy Services, Inc. Preferably, the strength-reducing additive is

tilsatsstoff et i en konsentrasjon i området fra omtrent 5 vekt% til omtrent 50 vekt%. additive in a concentration in the range from about 5% by weight to about 50% by weight.

[0052] Andre eksempler på kommersielt tilgjengelige tilsatsstoffer inkluderer, men er ikke begrenset til High Dense® nr. 3, High Dense® nr. 4, Barite™, Micromax™, Silicalite™, WellLife® 665, WellLife® 809, WellLife® 810 og Channel Seal™ Fluid, som markedsføres av Halliburton Energi Services, Inc. [0052] Other examples of commercially available additives include, but are not limited to, High Dense® No. 3, High Dense® No. 4, Barite™, Micromax™, Silicalite™, WellLife® 665, WellLife® 809, WellLife® 810 and Channel Seal™ Fluid, marketed by Halliburton Energy Services, Inc.

[0053] I én utførelsesform har behandlingsfluidet en densitet på minst 1,2 kilogram per liter (kg/l) (10 pund per gallon (ppg)). I en annen utførelsesform har behandlingsfluidet en densitet på minst 1,7 kg/l (14 ppg). I en annen utførelsesform har behandlingsfluidet en densitet i i området fra omtrent 1,7 til omtrent 2,4 kg/l (omtrent 14 til omtrent 20 ppg). [0053] In one embodiment, the treatment fluid has a density of at least 1.2 kilograms per liter (kg/l) (10 pounds per gallon (ppg)). In another embodiment, the treatment fluid has a density of at least 1.7 kg/l (14 ppg). In another embodiment, the treatment fluid has a density in the range of about 1.7 to about 2.4 kg/l (about 14 to about 20 ppg).

Eksempler Examples

[0054] For å lette en bedre forståelse av de foretrukne utførelsesformene vil i det følgende utvalgte eksempler på aspekter ved de foretrukne utførelsesformene bli gitt. Eksemplene som følger er ikke de eneste eksemplene som kunne vært gitt i samsvar med de foretrukne utførelsesformene, og er ikke ment å begrense oppfinnelsens ramme. [0054] In order to facilitate a better understanding of the preferred embodiments, in the following, selected examples of aspects of the preferred embodiments will be given. The examples that follow are not the only examples that could be given in accordance with the preferred embodiments, and are not intended to limit the scope of the invention.

[0055] For dataene inneholdt i tabellene nedenfor kan konsentrasjonen av en hvilken som helst ingrediens i en sementsammensetning være uttrykt som pund per sekk sement (forkortet som "lb/sk") eller vektprosent av sementen (forkortet som "vekt%"). [0055] For the data contained in the tables below, the concentration of any ingredient in a cement composition may be expressed as pounds per sack of cement (abbreviated as "lb/sk") or percent by weight of the cement (abbreviated as "wt%").

[0056] Sementsammensetningene ble blandet og testet i samsvar med prosedyren for den spesifikke testen som beskrevet i den detaljerte beskrivelsen over. Trykkfasthetstestene ble utført ved å herde prøven i 24 timer til den hadde satt seg ved en temperatur på enten 37,8°C (100°F) eller 87,8°C (190°F). [0056] The cement compositions were mixed and tested in accordance with the procedure for the specific test as described in the detailed description above. The compressive strength tests were performed by curing the sample for 24 hours until it had set at a temperature of either 37.8°C (100°F) or 87.8°C (190°F).

[0057] Tabell 1 inneholder data fra strømningssløyfetesting med en slisstørrelse på 2 mm for 4 forskjellige sementsammensetning-behandlingsfluider med en densitet på 1,72 kg/L (14,4 pund per gallon). Hver av sementsammensetningene inneholdt avionisert vann i en konsentrasjon på 54,33 vekt%; Texas Lehigh klasse H-sement i en konsentrasjon på 47 lb/sk; POZMIX® A flygeaske som fyllstoff i en konsentrasjon på 37 lb/sk; bentonittleire i en konsentrasjon på 2 vekt%; FWCA™ som middel for å styre fritt vann i en konsentrasjon på 0,1 vekt%; HALAD®-23 som fluidtap-tilsatsstoff i en konsentrasjon på 1 vekt%; og D-AIR 3000™ som antiskummiddel i en konsentrasjon på 0,5 vekt%. Sementsammensetningene inneholdt et tapt sirkulasjonsmateriale av enten asfaltshingel eller gilsonitt. Asfaltshingelen ble malt opp og hadde en spesifikk tyngde på 1,89. Shingelen ble siktet gjennom en #10 ASTM mesh sikt, slik at shingelen fikk en partikkelstørrelse ikke større enn 2 mm. Som kan sees i tabell 1 skapte ikke sementsammensetningene inneholdende gilsonitt en forsegling i hvert fall i løpet av de første 3 minuttene slemmingen ble ført gjennom sløyfen. Sammensetningen med den høyeste konsentrasjonen av shingel hadde en mye lavere forseglingstid. Tegnet<*>ved siden av forseglingstrykket angir at forseglingen bristet ved dette trykket; straks trykket ble senket noe, ble imidlertid en ny forsegling dannet. For sammensetning #3 bristet forseglingen 1. gang ved 0,2758 MPa (40 psi). For sammensetning #4 bristet forseglingen to ganger ved 0,2758 MPa (40 psi) og bristet én gang ved 0,5516 MPa (80 psi). Dette tyder på at shingelen vil være virkningsfull som LCM-materiale ved trykk lavere enn 0,2758 MPa (40 psi). Videre, etter hvert som konsentrasjonen av shingel økes, kan forseglingstrykket også øke. [0057] Table 1 contains data from flow loop testing with a slot size of 2 mm for 4 different cement composition processing fluids with a density of 1.72 kg/L (14.4 pounds per gallon). Each of the cement compositions contained deionized water at a concentration of 54.33% by weight; Texas Lehigh Class H cement at a concentration of 47 lb/sk; POZMIX® A fly ash as filler at a concentration of 37 lb/sk; bentonite clay in a concentration of 2% by weight; FWCA™ as an agent to control free water in a concentration of 0.1% by weight; HALAD®-23 as fluid loss additive in a concentration of 1% by weight; and D-AIR 3000™ as an antifoam agent in a concentration of 0.5% by weight. The cement compositions contained a lost circulation material of either asphalt shingle or gilsonite. The asphalt shingle was painted up and had a specific gravity of 1.89. The shingle was sieved through a #10 ASTM mesh sieve, so that the shingle received a particle size no larger than 2 mm. As can be seen in Table 1, the cement compositions containing gilsonite did not create a seal at least during the first 3 minutes the slurry was passed through the loop. The composition with the highest concentration of shingle had a much lower sealing time. The sign<*> next to the seal pressure indicates that the seal broke at this pressure; however, as soon as the pressure was lowered somewhat, a new seal was formed. For composition #3, the seal ruptured the 1st time at 0.2758 MPa (40 psi). For composition #4, the seal ruptured twice at 0.2758 MPa (40 psi) and ruptured once at 0.5516 MPa (80 psi). This suggests that the shingle will be effective as an LCM material at pressures lower than 0.2758 MPa (40 psi). Furthermore, as the concentration of shingle is increased, the sealing pressure may also increase.

[0058] Tabell 2 inneholder trykkfasthetsdata for flere forskjellige sementsammensetning-behandlingsfluider med en densitet på 1,97 kg/L (16,4 pund/gallon). Alle sementsammensetningene inneholdt avionisert vann og Texas Lehigh klasse H-sement. Noen av sammensetningene inneholdt også tapt sirkulasjonsmateriale i form av asfaltshingel. Som kan sees i tabell 2 fremviste sementsammensetningene inneholdende LCM-materialet i gjennomsnitt noe høyere trykkfastheter sammenliknet med de rene sementsammensetninge som ikke inneholdt LCM-materialet. Dette tyder på at tilsetning av LCM-materialet ikke vil redusere, men faktisk kan øke, trykkfastheten når det blir anvendt i en sementsammensetning. [0058] Table 2 contains compressive strength data for several different cement composition processing fluids with a density of 1.97 kg/L (16.4 pounds/gallon). All cement compositions contained deionized water and Texas Lehigh Class H cement. Some of the compositions also contained lost circulation material in the form of asphalt shingles. As can be seen in table 2, the cement compositions containing the LCM material showed on average somewhat higher compressive strengths compared to the pure cement compositions which did not contain the LCM material. This suggests that the addition of the LCM material will not reduce, but may in fact increase, the compressive strength when used in a cement composition.

[0059] Foreliggende oppfinnelse er derfor velegnet til å oppnå de angitte mål og fordeler samt de som følger naturlig med disse. De konkrete utførelsesformene vist over er kun illustrerende ettersom foreliggende oppfinnelse kan modifiseres og praktiseres på forskjellige, men ekvivalente måter som vil sees av fagmannen på bakgrunn av idéene her. Videre er ingen begrensninger ment i oppbygnings- eller utførelsesmessige detaljer vist her, annet enn som beskrevet i kravene nedenfor. Det er derfor åpenbart at de konkrete, illustrerende utførelsesformene vist over kan endres eller modifiseres, og alle slike variasjoner anses innenfor rammen og idéen til foreliggende oppfinnelse. Selv om sammensetninger og fremgangsmåter er beskrevet å "omfatte", "inneholde", "innbefatte" eller "inkludere" forskjellige komponenter eller trinn, kan sammensetningene og fremgangsmåtene også "bestå hovedsakelig av" eller "bestå av" de forskjellige komponentene og trinnene. Når et numerisk variasjonsområde med en nedre grense og en øvre grense er angitt, er alle tall og alle inkluderte variasjonsområder som faller innenfor variasjonsområdet spesifikt angitt. Spesielt skal alle variasjonsområder av verdier (på formen "fra omtrent a til omtrent b" eller, ekvivalent, "fra omtrent a til b" eller, ekvivalent, "fra cirka a til b") omtalt her forstås å angi alle tall og variasjonsområder inneholdt innenfor det bredere variasjonsområdet av verdier. Videre skal ord og betegnelser i kravene ha sin åpenbare, ordinære betydning dersom ikke annet er eksplisitt og klart definert av patentsøkeren. Videre skal her ubestemte entallsformer, som de anvendes i kravene, forstås å bety ett eller flere enn ett av elementet de introduserer. Ved eventuelle konflikter mellom bruken av et ord eller en betegnelse i denne spesifikasjonen og i ett eller flere patentskrifter eller andre dokumenter som er inntatt her som referanse, skal definisjonene som er forenlige med denne spesifikasjonen gjelde. [0059] The present invention is therefore well suited to achieve the specified goals and advantages as well as those that naturally follow these. The specific embodiments shown above are only illustrative as the present invention can be modified and practiced in different but equivalent ways which will be seen by the person skilled in the art on the basis of the ideas here. Furthermore, no limitations are intended in the structural or executional details shown here, other than as described in the requirements below. It is therefore obvious that the concrete, illustrative embodiments shown above can be changed or modified, and all such variations are considered within the scope and idea of the present invention. Although compositions and methods are described to "comprise," "contain," "include," or "include" various components or steps, the compositions and methods may also "consist essentially of" or "consist of" the various components and steps. When a numerical range of variation with a lower limit and an upper limit is specified, all numbers and all included ranges of variation that fall within the range of variation are specifically specified. In particular, all ranges of variation of values (in the form "from approximately a to approximately b" or, equivalently, "from approximately a to b" or, equivalently, "from approximately a to b") mentioned here shall be understood to indicate all numbers and ranges of variation contained within the wider range of variation of values. Furthermore, words and designations in the claims must have their obvious, ordinary meaning unless otherwise explicitly and clearly defined by the patent applicant. Furthermore, here indefinite singular forms, as they are used in the claims, shall be understood to mean one or more than one of the elements they introduce. In the event of any conflict between the use of a word or term in this specification and in one or more patents or other documents incorporated herein by reference, the definitions consistent with this specification shall apply.

Claims

1. Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn, omfattende å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt, og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.1. Method for eliminating or reducing circulation loss from a well, comprising: supplying a treatment fluid into at least a portion of the well, where the treatment fluid comprises: a lost circulation material, where the lost circulation material includes asphalt, and wherein the lost circulation material has a median particle size in the range of about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor asfalten er del av asfaltbetong.2. Method according to claim 1, where the asphalt is part of asphalt concrete.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor asfalten forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 10 vekt% til omtrent 70 vekt% av tapt sirkulasjonsmaterialet.3. Method according to claim 1, where the asphalt is present in a concentration in the range from about 10% by weight to about 70% by weight of the lost circulation material.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet fremstilles fra asfalttakshingel, gjenvunnede asfaltveier, filtfyll i tak, takstein av metallsammensetninger og gamle "tjærepapptak".4. Method according to claim 1, where the lost circulation material is produced from asphalt roof shingles, reclaimed asphalt roads, felt filling in roofs, roof tiles of metal compositions and old "tar cardboard roofs".

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet fremstilles fra et resirkulert produkt.5. Method according to claim 1, where the lost circulation material is produced from a recycled product.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,7 millimeter til omtrent 13 millimeter.6. Method according to claim 1, where the lost circulation material has a median particle size in the range from about 0.7 millimeters to about 13 millimeters.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet forefinnes i en konsentrasjon på minst 0,1 % vekt ved volum av behandlingsfluidet.7. Method according to claim 1, where the lost circulation material is present in a concentration of at least 0.1% by weight by volume of the treatment fluid.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet forefinnes i en konsentrasjon i området fra omtrent 3,5 % vekt ved volum til omtrent 19 % vekt ved volum av behandlingsfluidet.8. Method according to claim 1, where the lost circulation material is present in a concentration in the range from approximately 3.5% weight by volume to approximately 19% weight by volume of the treatment fluid.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet har en forseglingstid på mindre enn 5 minutter.9. Method according to claim 1, where the treatment fluid has a sealing time of less than 5 minutes.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet er et borefluid.10. Method according to claim 1, where the treatment fluid is a drilling fluid.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet er en sementsammensetning.11. Method according to claim 1, where the treatment fluid is a cement composition.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor behandlingsfluidet utvikler en trykkfasthet på minst 6,9 MPa (1000 psi) ved en temperatur på 37,8°C (100°F).12. The method of claim 11, wherein the treatment fluid develops a compressive strength of at least 6.9 MPa (1000 psi) at a temperature of 37.8°C (100°F).

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,1379 MPa (20 psi).13. The method of claim 1, wherein the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.1379 MPa (20 psi).

14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en spesifikk tyngde i området fra omtrent 1,6 til omtrent 2,1.14. Method according to claim 1, where the lost circulation material has a specific gravity in the range from about 1.6 to about 2.1.

15. Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonstap fra en brønn, omfattende å: tilføre et behandlingsfluid inn i hvert fall en andel av brønnen, hvor behandlingsfluidet omfatter: et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt, og hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,2 MPa (30 psi).15. Method for eliminating or reducing circulation loss from a well, comprising: supplying a treatment fluid into at least a portion of the well, where the treatment fluid comprises: a lost circulation material, where the lost circulation material includes asphalt, and wherein the median particle size and concentration of lost circulation material is selected such that the treatment fluid has a seal pressure of at least 0.2 MPa (30 psi).

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk på minst 0,7 MPa (100 psi).16. A method according to claim 15, wherein the median particle size and concentration of the lost circulation material is selected such that the treatment fluid has a sealing pressure of at least 0.7 MPa (100 psi).

17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor den mediane partikkelstørrelsen til og konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk i området fra omtrent 0,2 til omtrent 0,7 MPa (omtrent 30 til omtrent 100 psi).17. The method of claim 15, wherein the median particle size and concentration of lost circulation material is selected such that the treatment fluid has a seal pressure in the range of about 0.2 to about 0.7 MPa (about 30 to about 100 psi).

18. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor den mediane partikkelstørrelsen til tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen.18. Method according to claim 15, where the median particle size of the lost circulation material is selected so that the treatment fluid has a sealing pressure at the bottom hole pressure in the well.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor konsentrasjonen av tapt sirkulasjonsmaterialet velges slik at behandlingsfluidet har et forseglingstrykk ved bunnhullstrykket i brønnen.19. Method according to claim 15, where the concentration of the lost circulation material is chosen so that the treatment fluid has a sealing pressure at the bottom hole pressure in the well.

20. Sammensetning, omfattende: et behandlingsfluid omfattende et tapt sirkulasjonsmateriale, hvor tapt sirkulasjonsmaterialet omfatter asfalt, og hvor tapt sirkulasjonsmaterialet har en median partikkelstørrelse i området fra omtrent 0,001 millimeter til omtrent 25,4 millimeter.20. Composition, comprising: a treatment fluid comprising a lost circulation material, where the lost circulation material includes asphalt, and wherein the lost circulation material has a median particle size in the range of about 0.001 millimeters to about 25.4 millimeters.